PA Resources Årsredovisning 2011 Producerande fält balanserar lönsam tillväxt
INNEHÅLL verksamhet Året i korthet 1 Vd-ord 2 Affärsmodell 4 Tillgångsportfölj 5 Prospektering 6 Värdering 8 Case: Borrkampanj i Danmark 10 Utbyggnad 13 Produktion 14 Reserver och resurser 16 Investeringar och finansiering 17 Marknad 18 Hållbarhet 19 Aktien 22 Förvaltningsberättelse Regioner 25 Koncernens verksamhet 26 Finansiell översikt 28 Risker och riskhantering 30 Bolagsstyrningsrapport 32 Styrelse 37 Ledning 38 Finansiella rapporter Resultaträkning 39 Totalresultat 39 Finansiell ställning 40 Förändringar i eget kapital 41 Kassaflödesanalys 42 Moderbolagets rapporter 43 Noter 47 Femårsöversikt 74 Förslag till vinstdisposition 75 Revisionsberättelse 76 Ordlista 77 Guide till PA Resources redovisning 78 Aktieägarinformation 80
TILLGÅNGAR 10 licenser Storbritannien 1 P1342 2 Block 22/18c DANMARK 3 Block 9/06 (Gita) 4 Block 9/95 (Maja) 5 Block 12/06* 1 2 4 3 5 9 6 8 7 NEDERLÄNDERNA 6 Block Q7* 7 Block Q10a 8 Schagen TYSKLAND 9 B20008-73 GRÖNLAND 10 Licens 2008/17 (Block 8) 16 15 12 1413 11 17 18 TUNISIEN 11 Didon 12 Douleb 13 Semmama 14 Tamesmida 15 Jelma 16 Makthar 17 Zarat* 18 Jenein Centre Republiken Kongo (Brazzaville) 19 Azurite 20 Mer Profonde Sud* 21 Marine XIV* Ekvatorialguinea 22 Aseng 23 Alen 24 Block I* 25 Block H 23 22 24 25 20 19 21 Prospektering/Värdering Utbyggnad Produktion * Prospekteringslicenser där ett eller flera fynd är gjorda
PA RESOURCES PÅ 3 MINUTER FAKTA Internationellt olje- och gasbolag med verksamhet och tillgångar i 9 länder Geografiskt fokus: Västafrika, Nordafrika och Nordsjön inklusive Grönland Totalt 25 olje- och gaslicenser Produktion av olja i Väst- och Nordafrika från 6 fält 9 potentiellt kommersiella fynd Ett fält under utbyggnad och 18 i prospekteringsfas Operatör för 12 licenser, delägare och partner i övriga licenser 133 medarbetare i Tunisien, Sverige, Storbritannien och Republiken Kongo Säte och huvudkontor i Stockholm Aktien och konvertibeln är noterad på NASDAQ OMX i Stockholm AFFÄRSIDÉ OCH AFFÄRSMODELL PA Resources affärsidé är att förvärva, utveckla, utvinna och avyttra olje- och gasreserver samt bedriva prospektering för att hitta nya reserver. Produktionen av olja generar ett viktigt kassaflöde som möjliggör de investeringar som krävs för att öka koncernens reserver och därigenom värdet till aktieägarna. PA Resources geografiska fokus är förlagt till tre regioner: Nordafrika, Västafrika och Nordsjön inklusive Grönland. VÄRDESKAPANDE PROSPEKTERING VÄRDERING UTBYGGNAD PRODUKTION INVESTERINGSCASET RESERVER OCH RESURSER (Miljoner fat oljeekvivalenter) 39,1 1P 60,2 2P 145 Betingade resurser 409 Prospektiva resurser Kassaflöde från producerande fält Nuvarande produktion och oljepris genererar viktigt kassaflöde som bidrar till att finansiera prospekterings- och utbyggnadsprojekt. Betydande tillskott från januari 2012 från Asengfältet som togs i produktion i november 2011. Kostnadseffektiv utbyggnad av fler fyndigheter Prioriterade investeringar omvandlar fyndigheter till producerande fält. Befintlig infrastruktur i Afrika och Nordsjön möjliggör kostnadseffektiv utbyggnad. Fokus på att identifiera satellitfält till Azuritefältet samt på värdering och utbyggnadsplanering av de danska fynden och Zaratfältet i Tunisien. Prospektering för framtida tillväxt Värdering av fyndigheter och strukturer identifierar prospekt och återstående potential för nya borrningar. På 12/06 i Danmark och Mer Profonde Sud i Kongo pågår analys för fortsatta aktiviteter. Seismisk analys av den grönlänska licensen resulterade i flertalet leads och prospekt av betydande storlek.
ÅRET I KORTHET 2011 I SIFFROR Intäkterna uppgick till 2 154 (2 227) MSEK EBITDA uppgick till 1 295 (1 276) MSEK Resultat före skatt uppgick till 158 (179) MSEK exklusive engångskostnader Azuritefältets bokförda 2P reserver skrevs ned med 6 miljoner fat och belastade fjärde kvartalets resultat Icke-kassapåverkande engångskostnader om 2 035 MSEK före skatt och 1 758 MSEK efter skatt redovisades Operativa kassaflödet förbättrades till 812 (416) MSEK Fyndet på Broder Tuck samt oljefyndet på Lille John bedöms initialt tillföra 32 miljoner fat i betingande resurser 103 Resultat och nyckeltalstabell USD/fat i genomsnittligt försäljningspris 2011 2011 2010 2009 Genomsnittligt försäljningspris, USD 103 76 59 Genomsnittlig produktion, fat/dag 8 600 10 700 11 200 Intäkter, MSEK 2 154 2 227 2 113 Investeringar (capex) (MSEK) Investeringar (capex) MSEK 1 600 1 613 Utfall Prognos 1 200 800 Genomsnittlig produktion 2011 (Fat per dag) Genomsnittlig produktion 2011 (fat per dag) 12 000 10 000 8 000 6 000 11 050 10 150 8 000 8 600 8 200 8 800 8 600 7 700 7 300 6 900 8 900 9 500 EBITDA, MSEK 1 295 1 276 1 326 Rörelseresultat, MSEK* 508 490 430 Periodens resultat före skatt, MSEK* 158 179 318 Resultat per aktie efter utspädning, SEK 3,27 0,61 0,04 Vinstmarginal, %* 7,3 8,1 15,0 Eget kapital per aktie före utspädning, SEK 5,13 8,24 13,41 400 0 240 375 2011 2012 4 000 2 000 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Soliditet, % 36,8 48,2 44,6 * exklusive icke-kassapåverkande engångskostnader om 2 035 MSEK före skatt och 1 758 MSEK efter skatt. VIKTIGA HÄNDELSER Godkänd Utbyggnaden av Produktionsbrunnen på Oljefynd i Miocenstrukturen Inga kommersiella utbyggnadsplan Azuritefältet i satellitfältet Didon North på mängder hydrokar för Alenfältet i Republiken Kongo i Tunisien misslyckades. Lille John på boner påträffades Ekvatorialguinea. slutfördes i juni. 12/06 i Danmark på Marine XIV i bekräftades. Republiken Kongo. 2011 Q1 Q2 Q3 Q4 Ny licens i Tyskland som angränsar till danska licensen 12/06. Obligationslån med förfall 2011 och 2012 refinansierades genom nytt femårigt obligationslån. Fynd av gas och kondensat på Broder Tuck på danska licensen 12/06. Inga kommersiella fynd gjordes på Jelma i Tunisien. Produktionsstart på Asengfältet i Ekvatorialguinea i början av november. Azuritefältet bokförda 2P reserver skrevs ned med 6 miljoner fat. Året i korthet 1
Stora investeringar i utbyggnad och nya fynd 2011 var ett tufft år för PA Resources och våra aktieägare. En osäker makroekonomisk situation gjorde att hela sektorn, med undantag för ett fåtal bolag, uppvisade en svagare kursutveckling trots ett högt genomsnittligt oljepris. Positivt är att vi har avslutat en fas med stora investeringar och har produktion på Asengfältet. Vi står inför ett 2012 med starka kassaflöden, väsentligt lägre investeringstakt och flera spännande fynd och tillgångar att utveckla vidare. Betydande investeringar avslutade 2011 var ett år präglat av att stora investeringsprogram avslutades. Investeringarna uppgick under 2011 till drygt 1,6 miljarder kronor och avsåg i huvudsak utbyggnad av Azurite- och Asengfälten, satellitfältet Didon North och borrkampanjen på den danska prospekteringslicensen 12/06. Samtliga av dessa investeringar är nu avslutade. Under 2011 uppgick den totala produktionen till drygt 3 miljoner fat. Produktionen nådde sin högsta nivå under första kvartalet och sjönk sedan gradvis fram till fjärde kvartalet. Under fjärde kvartalet togs Asengfältet i produktion vilket medförde ökade volymer trots att produktionen minskat vid Azuritefältet. I slutet av året uppgick vår genomsnittliga produktion till 9 500 fat per dag. Både Didon och Azuritefältet kommer att uppvisa en successivt minskad produktion under 2012, med tanke på var fälten befinner sig i sina produktionscykler. Utbyggnaden av Didon North fältet avbröts i oktober, vilket var en besvikelse. Anledningen var geotekniska problem som bidrog till att brunnen inte flödade. Platsen där reservoaren ligger innehåller en mängd små förkastningssprickor som inte var möjliga att upptäcka i seismiken utan först när borrningarna hade genomförts. Produktionen från Azuritefältet i Kongo visade sig också vara en besvikelse under året. Motgången berodde dels på sämre reservoaregenskaper med en mindre oljebärande zon och dels på problem med produktionsbrunnarnas slutsteg. Starkt kassaflöde från Aseng under flera år Produktionsstarten på Asengfältet i Ekvatorialguinea i början av november var en viktig positiv milstolpe för PA Resources. Utbyggnaden av fältet gjordes metodiskt och grundligt. Inför produktionsstarten genomfördes omfattande tester av alla brunnar med goda resultat. Den noggranna utbyggnaden medför en lägre risk samtidigt som den förväntade investeringskostnaden blev lägre än planerat och produktionen från fältet kunde påbörjas ett drygt halvår före den ursprungliga tidsplanen. Asengfältet har en reservoar och produktionskapacitet av hög kvalitet, vilket gör att den förväntade produktionsplatån från fältet sträcker sig över ett par år. Det medför att den nedlagda investeringskostnaden på cirka 500 MSEK återbetalas kassaflödesmässigt redan under första produktionsåret. Under fjärde kvartalet togs Asengfältet i produktion vilket medförde ökade volymer trots att produktionen minskat vid Azuritefältet. 2 verksamhet Vd-ord
Förädling av tillgångsportföljen PA Resources har en tillgångsportfölj med stor potential där flera av tillgångarna kan dra nytta av en närliggande befintlig infrastruktur som möjliggör en kostnadseffektiv utbyggnad. I den danska delen av Nordsjön har PA Resources som operatör själv identifierat och analyserat prospekten Broder Tuck och Lille John på licensen 12/06. Vi genomförde under 2011 framgångsrikt borrkampanjen på denna licens som hittills resulterat i två fynd. Ett fynd av gas och kondensat på Broder Tuck och ett fynd av olja i Miocenstrukturen på Lille John. Den andra borrningen av sidobrunnen på Lille John visade att reservoaren hade bättre egenskaper än påvisat av den första brunnnen och bekräftade samtidigt det tidigare oljefyndet. Under 2012 är arbetet inriktat på utbyggnadsplanering av Broder Tuck, fortsatt utvärdering av fynden samt kartläggning av potentialen för tillkommande Miocenprospekt. Miocen är en relativt outforskad struktur i denna del av Nordsjön där vi ser stor potential. I den danska delen av Nordsjön har PA Resources som operatör själv identi fierat och analyserat prospekten Broder Tuck och Lille John på licensen 12/06. Minskade reserver och ökade resurser Den årliga utvärderingen av oljereserver och resurser ledde till en minskning av reserverna samtidigt som de danska fynden bidrog positivt till att öka de betingade resurserna. Ökningen av de betingade resurserna vid årets slut kom främst från Broder Tuck vilket betyder att potential i Lille John återstår. De riskade prospektiva resurserna fick också ett betydande tillskott som resultat av det seismiska analysarbete som genomfördes av den grönländska licensen. Som en följd av Azuritefältets svaga produktion och motgången vid Didon North brunnen gjordes en nedskrivning av bokförda reserver med 8,7 miljoner fat. Nedskrivningen belastade det fjärde kvartalets resultat men påverkade inte kassaflödet. Lägre investeringstakt under 2012 För 2012 är bedömningen att investeringarna kommer uppgå till 240 375 MSEK. Vi har ett fåtal fasta borråtaganden under 2012 så investeringarna är främst inriktade på underhåll, värderingsaktiviteter och utbyggnadsplanering för att ytterligare utveckla men även minska risken i fynden i Danmark och för Zaratfältet i Tunisien. PA Resources är operatör för båda fälten vilket medför en möjlighet att styra över fältens utbyggnadstakt. Utbyggnad av dessa fält förutsätter en minskning av PA Resources ägarandel vilket minskar risken liksom investerings behovet. Nedskrivningarna av reserverna innebär att förutsättningarna som låg till grund för tidigare uppsatta produktionsmål och utbyggnadsinvesteringar förändrats vilket påverkat våra investeringsramar och prioriteringar. Under 2012 fokuserar vi också på att identifiera möjliga satellitprospekt som kan kopplas till Azurite för att kunna utnyttja den befintliga infrastrukturen. Att slutföra utbyggnadsplanering av Zaratfältet i Tunisien är även det av hög prioritet liksom fortsatt analys av identifierade prospekt och leads på den grönländska licensen. Minskad skuldsättning Det operativa kassaflödet bedöms med god marginal överstiga investeringarna under 2012. Målsättningen är att minska bolagets skuldsättning under 2012. Under det gångna året minskade vi den räntebärande skulden och vi har fortsatt att amortera på lånen under inledningen av 2012. Fram till nästa obligationslåneförfall, om ett och ett halvt år i oktober 2013, avser vi att ytterligare minska skuldsättningen. Vid slutet av året minskade PA Resources taket för den reservbaserade kreditfaciliteten. Den totala finansieringsramen är dock oförändrad då bolaget har tillgång till olika kreditfaciliteter, bland annat krediter kopplade till våra oljelager samt andra lokala finansieringslösningar. Fortsatt högt oljepris Vi befinner oss för närvarande i en tid där utsikterna för världsekonomin är osäkra. Positiva signaler blandas med makroekonomiska bakslag. Den finansiella oron har, tillsammans med geopolitiska spänningar i Mellanöstern, bidragit till ett fortsatt högt oljepris. Grunderna för att det höga oljepriset består under 2012 är goda och påverkar självklart våra intäkter positivt. Under det gångna året nådde priset för Brentolja den högsta genomsnittliga nivå någonsin med 111 USD per fat. Det genomsnittliga försäljningspriset 103 USD för helåret 2011 var för vår del det högsta någonsin. Även om oljepriset skulle falla från dagens nivåer kring 120 USD/fat till en nivå runt 90 USD/fat genererar vår produktion fortfarande ett positivt kassaflöde. Slutförda investeringar i Aseng- och Azuritefälten, kombinerat med starka kassaflöden och spännande fynd och tillgångar att utveckla, gör att PA Resources står i ett bättre läge när vi går in i 2012. Stockholm mars 2012 Bo Askvik, vd och koncernchef verksamhet Vd-ord 3
Affärsmodell för långsiktig tillväxt PA Resources verksamhet utgår från följande affärsmodell. Genom framgångsrik prospektering ökar olje- och gasresurserna och därigenom förbättras förutsättningarna för en långsiktig organisk tillväxt. Värderingsaktiviteter avgör om fyndet är lönsamt att bygga ut till produktion. Kassaflödet från produktionen kan återinvesteras i prospekterings-, värderings- och utbyggnadsaktiviteter. Genom att balansera dessa investeringar mot kassaflödet från verksamheten ska affärsmodellen skapa långsiktigt värde för PA Resources aktieägare. Genom att utveckla fynd till produktion skapas långsiktigt värde och tillväxt. Värdet ökar och risken minskar i takt med att fyndet närmar sig produktionsstart. Målsättningen är att balansera investeringarna mellan de olika faserna prospektering, värdering och utbyggnad mot kassaflödet från verksamheten kombinerat med extern kapitalanskaffning. Värdet på tillgången kan realiseras genom olika former av transaktioner vilket också möjliggör finansiering av framtida investeringar och en minskad skuldsättning. VÄRDESKAPANDE PROSPEKTERING VÄRDERING UTBYGGNAD PRODUKTION Genom analys av geologiska och tekniska förutsättningar och noggranna förberedelser identifieras strukturer och prospekt som sedan testas genom borrning. Framgångsrik prospektering resulterar i nya fynd av olja och gas. Bolagets resurser ökar och därmed värdet på tillgången. För att kunna kvantifiera ett fynds storlek i form av betingade och därmed återvinningsbara resurser krävs fortsatt analys och värderingsaktiviteter. Det krävs ofta ytterligare värderings- eller avgränsningsbrunnar. Därefter görs bedömningen om ett fynd är kommersiellt för utbyggnad vilket kan öka marknadsvärdet på tillgången. Resurserna räknas normalt som reserver när en plan för utbyggnad är godkänd. Risken minskar normalt ju närmare fältet är produktionsstart, vilket också ökar värdet. När fältet tas i produktion genererar fyndet ett kassaflöde som sedan kan återinvesteras i fortsatta prospekterings-, värderings- och utbyggnadsaktiviteter. Kassaflödet lägger grunden för en lönsam organisk tillväxt. 4 verksamhet Affärsmodell
Prioriterade tillgångar PA Resources tillgångar är fördelade mellan stadierna prospektering, värdering, utbyggnad och produktion. Pågående aktiviteter och investeringar är fokuserade på värdering och utbyggnad av de fynd som bedöms ha störst värde för bolaget. Fokus ligger också på prospektering av licenser med hög potential och med närliggande infrastruktur som möjliggör en kostnadseffektiv utbyggnad. På kort sikt är det prioriterat att identifiera möjliga satellitfält som kan kopplas till Azurite i Republiken Kongo, fortsatt värdering av fynden och återstående potential på 12/06 i Danmark samt att lämna in en reviderad utbyggnadsplan för Zaratfältet i Tunisien. Kort om PA Resources tillgångar Totalt 25 olje- och gaslicenser Geografiskt fokus: Västafrika, Nordafrika och Nordsjön/Grönland 6 producerande fält 1 fält under utbyggnad (Alen) 9 potentiellt kommersiella fyndigheter 18 licenser i prospekteringsfas Operatör för 12 licenser Delägare och partner i övriga licenser Aktiv portföljförvaltning PA Resources målsättning är att aktivt förvalta och förädla tillgångsportföljen. I flera licenser har PA Resources stor ägarandel. Genom att minska ägarandelen, vilket kan göras på flera olika sätt, minskar både storleken och risken på investeringen. Tillgångens värde realiseras och kapitalmarknaden får en prislapp att värdera. Per 1 januari 2012 avyttrades två mindre producerande fält i Tunisien för att undvika fortsatta investeringar på dessa fält och istället fokusera på prioriterade tillgångar. PA Resources ansökte om och tilldelades i januari 2011 den tyska licensen som angränsar till den danska licensen 12/06 där två fynd gjordes under året. Analys och värdering kan också resultera i att portföljen renodlas som under 2011 när en licens i Storbritannien återlämnades. Uppskattat värde av prioriterade tillgångar Illustrationen visar PA Resources prioriterade tillgångars nuvärde baserat på nettovolymer av reserver och resurser, sannolikheten för att göra ett fynd, investeringar som krävs samt kassaflödet från när fältet förväntas börja producera. Cirklarnas relativa storlek visar nuvärdet utifrån PA Resources nuvarande ägarandel, med undantag från Grönland, vilket visar på återstående potential givet en minskning av ägarandelen. Värderingen bygger på ett oljepris på 100 USD per fat och förutsätter framgångsrika aktiviteter och planenlig utbyggnad. Grönland Block 8 (20% ägarandel) Netto volymer Tunisien Zarat Tunisien Elyssa Fält i produktion Aseng, Azurite &Tunisien EG Block I, Alen Kongo Azurite satellit Danmark Broder Tuck Danmark Lille John EG Block I EG Block H Aleta Danmark 12/06 prospekt EG Block I, gas Producerande fält Fyndigheter under värdering/utbyggnad Prospekteringsfokus 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Beräknad produktionsstart verksamhet tillgångsportfölj 5
Prospektering PA Resources mål är att långsiktigt öka reserver och resurser genom selektiv prospektering. Geologisk kompetens och planering är viktig för att identifiera och bevisa kända och nya strukturer genom borrningar. Totalt borrade PA Resources fem prospekteringsbrunnar under 2011 i Danmark, Tunisien och Kongo. Två fynd gjordes i Danmark och visar på potential i den befintliga tillgångsportföljen. Seismiska analyser genomfördes över flera licenser som bland annat resulterade i förteckningar över ett flertal intressanta leads och prospekt, bland annat på Grönland och i Danmark. Förberedande site survey inför borrkampanjen på 12/06 i Danmark Aktiviteter under 2011 Danmark: Två fynd på 12/06 I maj inleddes PA Resources borrkampanj på den danska licensen 12/06. Kampanjen resulterade i ett fynd av gas och kondensat på Broder Tuck i en reservoar från Mellersta Jura. Fyndet bekräftades genom en sidobrunn i augusti. Ett andra fynd, den här gången av olja, gjordes på prospektet Lille John i en reservoar från Miocen och bekräftades genom en sidobrunn i november. Läs mer om förberedelserna, genomförandet och resultatet på sidan 10 12. Republiken Kongo: Borrning på Marine XIV I november inleddes borrningen av prospektet Makouala Marine på licensen Marine XIV offshore Republiken Kongo. Målet för brunnen var Sendjireservoaren. Brunnen påträffade hydrokarboner i både de primära och sekundära målen men tjockleken på de oljebärande lagren var inte tillräcklig för att uppnå kommersiella flöden. Fortsatt utvärdering av licensens potential pågår. PA Resources kostnader för brunnen bars av licensens övriga partners enligt överenskommelse genom den utfarmning som gjordes 2009. Tunisien: Borrkampanj på Jelma Borrningen av det första prospektet Sidi M barek slutfördes i februari och produktionstester inleddes i maj. Testerna försenades av logistiska störningar till följd av den politiska situationen i Tunisien. I tredje kvartalet flyttades riggen till det andra prospektet Jbil och i oktober slutfördes testerna. Inga kommersiella hydrokarboner påträffades i någon av brunnarna. Arbetet med att analysera brunnarnas resultat och licensens potential fortsätter. Licensavtalet har förlängts till och med fjärde kvartalet 2012. 6 verksamhet Prospektering
Tunisien: Seismisk analys av Makthar Den seismiska 2D studie som genomfördes i slutet av 2010 processades och modellerades under året. Arbetet syftar till att identifiera prospekt för att kunna genomföra licensens åtagande att borra en brunn i slutet av 2012 eller början av 2013. Storbritannien: Seismikprogram i Block 17/4b Under hösten genomfördes en seismisk 2D studie i Inner Moray-fjorden på licensen P1342 (Block 17/4b). Studien täckte ett begränsat område och genomfördes under en kortare period med lägre ljudnivåer än normalt för att reducera miljöpåverkan till ett minimum. Grönland: Prospekt av betydande storlek med hög risk Ett av de största områdena i världen som återstår att utforska i jakten på olja är Arktis. Området uppskattas innehålla cirka 22% av världens ännu ej upptäckta olje- och gasresurser. PA Resources äger 87,5% av licensen Block 8 som innehåller flera prospekt och leads av skalan en miljard fat men graderas samtidigt med hög risk. PA Resources är sedan maj 2008 operatör för licensen Block 8 Naternaq. Området täcker en yta av hela 11 100 km². Det är ett av de områden runt Grönland som har flest isfria dagar per år. Det grunda vattendjupet på mellan 20 120 meter gör det möjligt att använda en jack-up rigg vid en framtida borrning. Sommaren 2010 genomfördes en 6 000 km seismisk 2D studie som sedan processades. Teamet vid PA Resources kontor i London har under 2011 slutfört analysarbetet och en förteckning visar på 45 prospekt av betydande storlek. PA Resources har ansökt om förlängning av licensen. Innan licensens borrningsfas nås är PA Resources målsättning att farma ut sin höga ägarandel. Prospekteringsområden licenser Storbritannien 1 P1342 O 2 Block 22/18c O DANMARK 3 Block 9/06 (Gita) P 4 Block 9/95 (Maja) P 5 Block 12/06* O NEDERLÄNDERnA 6 Block Q7* P 7 Block Q10a P 8 Schagen P TYSKLAND 9 B20008-73 O GRÖNLAND 10 Licens 2008/17 (Block 8) O=PA Resources operatör P=PA Resources partner *Licenser där ett eller flera fynd är gjorda Borrprogram 2012/2013 O TUNISIEN 11 Jelma O 12 Makthar O 13 Zarat* O 14 Jenein Centre P Republiken Kongo (Brazzaville) 15 Mer Profonde Sud* P 16 Marine XIV* P Ekvatorialguinea 17 Block I* P 18 Block H P Land/licens Fält/prospekt Tidpunkt Typ av brunn Tunisien: Zarat Elyssa Q4 2012/2013 Värdering Tunisien: Makthar Q4 2012/2013 Prospektering Ekvatorialguinea: Block H Aleta Q4 2012/2013 Prospektering Borrprogrammet revideras löpande under året utifrån investeringsåtaganden och prioriterade åtaganden 15 10 12 11 13 14 17 18 16 1 2 6 7 4 3 5 9 8 Korta fakta om Block 8 Ligger offshore västra Grönland i region Disko Nuussuaq Huvudsakliga vattendjupet <50 meter Leads och prospekt av betydande storlek, hög risk Relativt hög operativ kostnadsnivå men attraktiva skattevillkor PA Resources är operatör med 87,5% Partner är Nunaoil (grönländska statens oljebolag) med 12,5% Fokus 2012 Kvantifiera volymerna och fastställa kommersiell potential för Broder Tuck på 12/06 i Danmark. Ytterligare processa seismisk data över Lille John på 12/06 i Danmark för att fortsätta utvärdera fyndet liksom återstående prospekteringspotential. Förbereda borrningen av en prospekteringsbrunn i Block H i Ekvatorialguinea i slutet av 2012. Värdera återstående prospekteringspotential på Mer Profonde Sud i Kongo och identifiera prospekt för möjlig borrning i slutet av 2012 eller början av 2013. Fortsatt analys av seismik över Jelma respektive Makthar, två till ytan stora licenser i Tunisien. verksamhet Prospektering 7
Värdering Prospektering som resulterat i fynd medför i de flesta fall ytterligare värderingsaktiviteter innan det går att fastställa fyndets storlek. PA Resources tillgångsportfölj innehåller flera fynd som bedöms ha potential att byggas ut till produktion. Värdering pågår av fynd i Danmark, Republiken Kongo, Ekvatorialguinea och Tunisien. Arbetet syftar till att bedöma om fynden är kommersiella samt fastställa utbyggnadsscenarier och utbyggnadsplanering som ligger till grund för framtida investeringsbeslut. Genom värdering kan också ytterligare prospekteringspotential identifieras med seismik och borrade brunnar som underlag. Aktiviteter 2011 Republiken Kongo: Mer Profonde Sud Aktiviteter för att utvärdera licensens prospekteringspotential pågick under året och pågår alltjämt. Målsättningen är att identifiera ytterligare prospekt som skulle kunna byggas ut till satellitfält och kopplas till Azuritefältets produktionsfartyg. Seismiska data processades och analyserades tillsammans med dels resultatet från den borrkampanj som genomfördes under 2010 och dels data från tidigare fyndigheter som Turquoise och Diamante. PA Resources arbete är inriktat på Miocenstrukturen, samma reservoar som också Azuritefältet producerar från. Fokus låg även på den djupare liggande Sendjistrukturen som är ett nytt potentiellt målområde som identifierades efter borrningarna på licensen under 2010. Värderingsområden licenser 1 Tunisien: Zaratfältet Zaratfältet är en av PA Resources största tillgångar och det största hittills kända olje- och kondensatfält som återstår att bygga ut i Tunisien. PA Resources har 43 miljoner fat oljeekvivalenter i bokade 2P reserver för fältet och till dessa tillkommer betydande betingade gasresurser. Fyndet på Zaratfältet sträcker sig även in på den angränsande 7 november licensen där operatören borrade en värderingsbrunn i slutet av 2010. Utifrån detta resultat inleddes i början av 2011 förhandlingar kring fördelningen av reserverna mellan de två licenserna liksom utbyggnadsplaneringen. Projektet försenades av de politiska oroligheterna i regionen och det Force Majeure som operatören på 7 november licensen påkallade i juni. Under tredje kvartalet återupptogs samarbetet mellan licensernas partners och arbetet inriktades på att skapa en dynamisk reservoarmodell för att kunna genomföra nästa fas av en studie kring utbyggnadsalternativ. Utbyggnadsprojektets första fas innefattar produktion av flytande hydrokarboner med återinjektion av gas. Ekvatorialguinea: Block I Noble Energy som är operatör för både Block I och O fortsätter värderingsarbetet för att fastställa koncept och scenarier för utbyggnad av ytterligare fynd till den infrastruktur som redan finns på plats genom utbyggnaden av Aseng- respektive Alenfälten. Diega är ett av de fynd som gjordes under den framgångsrika borrkampanjen i Ekvatorialguinea 2007 2008. Ackumulationen i Diega sträcker sig från Block O in i Block I där PA Resources har en andel på 5,7 procent. Under andra kvartalet bekräftade en värderingsbrunn på Block O mängden uppskattade volymer av olja och gas. Totalt har fem brunnar påträffat olja och gas. Tunisien: Elyssafältet på Zaratlicensen På Elyssafältet har fynd av olja och gas gjorts i två tidigare borrade prospekteringsbrunnar samt en värderingsbrunn. Analysen av den seismiska 3D studie som genomfördes 2010 av Zaratfältets södra delar, där Elyssafältet finns, slutfördes under året. En seismisk 3D modell över Elyssafältet uppdaterades därefter. Parallellt processades också 3D seismik över Zaratlicensen som förvärvades 2004. Tillsammans ger dessa båda studier ett mer heltäckande underlag över fältet som är nödvändigt inför den planerade borrningen av ytterligare en värderingsbrunn i slutet av 2012 eller i början av 2013. DANMARK 1 Block 12/06* O TUNISIEN 2 Zarat + Elyssa* 0 Republiken Kongo (Brazzaville) 3 Mer Profonde Sud* P Ekvatorialguinea 4 Block I* P O=PA Resources operatör P=PA Resources partner *Licenser där ett eller flera fynd har gjorts 3 4 2 Fokus 2012 Slutföra fördelningen av reserverna och lämna in en reviderad utbyggnadsplan för Zaratfältet i Tunisien. Fortsatt analys och planering av värderingsborrning på Lille John på 12/06 i Danmark. Fortsatt värdering av Elyssafältet i Tunisien och faställande av var en värderingsbrunn ska borras i slutet av 2012. Analys av möjliga satellitprospekt som kan kopplas till Didonfältet i Tunisien. 8 verksamhet Värdering
Underhållsarbete på Didonplattformen i Tunisien Värdering och utbyggnad prioriterade projekt 2012 2015 Värdering (pågående) Denna plan över prioriterade projekt revideras löpande utifrån uppnådda resultat och investeringsbudget. Utbyggnad (pågående/planerad) Procentsatserna visar PA Resources nuvarande licensandel. EKVATORIALGUINEA, Alen 0,3% kostnadssynergier KONGO, Mer Profonde Sud satellitfält till Azurite 35% Värdering (pågående) Utbyggnad (pågående/planerad) DANMARK, Broder Tuck 12/06 64% DANMARK, Lille John 12/06 64% TUNISIEN, Zarat 100%* EKVATORIALGUINEA, Block I 7% TUNISIEN, Elyssa 100%* 2012 2013 2014 2015 * Fält där den tunisiska staten har rättigheten att öka sin ägarandel till 55% verksamhet Värdering 9
Framgångsrik borrkampanj på 12/06 i Danmark PA Resources var operatör för den framgångsrika borrkampanjen på licensen 12/06 under 2011 som resulterade i två fynd och identifierade Miocen som en ny potentiell prospekteringsstruktur. Genom nytänkande i kombination med en grundlig geovetenskaplig analys genomfördes kampanjen utifrån höga standarder och med säkerhet och miljö i fokus, från början till slut. Här beskrivs arbetet steg för steg samt framgångsfaktorer för kampanjen. Kort bakgrund Licensen 12/06 ligger i den danska delen av Nordsjön nära till befintlig infrastruktur för både olje- och gasutvinning. 1975 borrade Chevron en prospekteringsbrunn på det som idag är Broder Tuck-fältet. Brunnen påträffade en gaskolumn, vars tjocklek inte fastställdes, och med en tydlig gas-/vattenkontakt. Licensen återlämnades efter ett antal år till danska myndigheterna. PA Resources gjorde en omfattande utvärdering av licensens geologi och geofysik och identifierade de huvudsakliga prospekten Broder Tuck (Mellersta Jura) och Lille John (Miocen, Krita och Mellersta Jura). Därefter ansökte PA Resources om och tilldelades i januari 2011 den angränsande tyska licensen B20008/73 (PA Resources 100%), innan den framgångsrika borrkampanjen. DANMARK TYSKLAND BRODER TUCK Lola 2 U 1x Broder Tuck 2 Broder Tuck 2A LILLE JOHN Lille John 1, 1B John 1 John Flank 1 PA Resources Licenser PA Resources fynd/brunnar 2011 Övriga brunnar på Licens 12/06 Oljefält B20008-73 12/06 Gas/kondensatfält PA Resources PA Resources Olje pipeline Gas pipeline 0 N Skala 5 km Licensgruppen för 12/06: Operatör PA Resources (64%), Danish North Sea Fund (20%), Danoil Exploration A/S (8%) och Spyker Energy APS (8%). 10
Steg 1: Grundlig geovetenskaplig utvärdering Prospekteringsteamet genomförde en integrerad 3D mappning och geologisk utvärdering av alla befintliga 3D studier som täcker 12/06, tillgängliga brunnar och angränsade områden. Analys gjordes av prospektiva reservoarer och förslutningar av hydrokarboner liksom potentiella vägar för hydrokarbonerna och hur de migrerar i jordskorpan på sin väg uppåt. Det var viktigt att förstå alla tidigare brunnars framgångar och misslyckanden i området och slutligen definiera en förteckning över prospekt och leads. Den historiska brunnen på Broder Tuck utvärderades på nytt och bedömdes ha en riklig gaskolumn utan någon gas- /vatten kontakt i reservoaren från Mellersta Jura perioden. Arbetsprocessen för geovetenskaplig utvärdering Tolkning av 3D seismik Mappning av 3D seismik Definiera seismikens egenskaper Analys av reservoarens kvalitet Identifiera prospekt och resurser Analysera brunnarnas korrelation Identifiera oljans/gasens riktning Analys av strukturens utbredning Utvärdera torra brunnar Steg 2: Förberedelser inför borrkampanjen Prospekten för borrkampanjen och deras olika egenskaper som exempelvis vattendjup, borrdjup, typ av bergart, och trycket i formationen identifierades. Därefter påbörjades planeringen och upphandling av utrustning med lång leveranstid, främst en jack-up borrigg (i detta fall Ensco 70) och stålrör. Vid denna tidpunkt beslutade PA Resources att hyra in olika underleverantörer inom ramen för det egna ledningssystemet som också kontrollerades av bolagets ledning. Omfattande planering inför borrningen genomfördes för att identifiera borrförhållanden, utformning av varje brunn, strategi för användning av underleverantörer, tillståndsprocess och myndighetskrav. Beslut togs också att öppna ett tillfälligt kontor i Esbjerg och underleverantören Schlumberger tilldelades flera viktiga tjänster. Andra kontrakt tilldelades också lokala leverantörer som till exempel lokaler och helikoptrar. För borrtillståndet krävdes undersökningar av geofysiska förhållanden och markstabilitet på platsen för brunnarna och dessa genomfördes under 2010. Detaljerade tekniska planer över brunnsplaneringen, kemikalieanvändningen och en beredskapsplan för oljeutsläpp lämnades in samt att en krishanteringsplan testades genom ett flertal övningar. PA Resources tilldelades också tillstånd för borraktiviteterna på licensen från Danska Energimyndigheten (DEA) och Danska Miljöstyrelsen (DEPA). Steg 3: Prospekterings- och sidobrunn på Broder Tuck I maj påbörjades borrningen av den första brunnen på prospektet Broder Tuck och i mitten av juli påträffade brunnen en nettozon med hydrokarboner uppgående till cirka 17 meter i det primära målet från Mellersta Jura. En sidobrunn borrades därefter till en plats cirka 680 meter från den initiala brunnen, där sandstenen från Mellersta Jura än en gång innehöll hydrokarboner, dock något mindre väl utvecklade än i det första borrhålet. Sidobrunnen var utformad så att den skulle kunna öka de bevisade resurserna för att hjälpa till vid värderingen av om fyndet är kommersiellt. Det fastställdes att sidobrunnen innehöll en bruttokolumn med hydrokarboner uppgående till minst 360 meter från krönet av strukturen ned till basen av sandstenen. Analyser av proverna från brunnen bekräftade att hydrokarbonerna bestod av högkvalitativ gas. Analyserna indikerade också ett högre innehåll av kondensat än förväntat med en relativ densitet (API gravity) på cirka 44 grader till en proportion av cirka 80 90 fat kondensat per miljon standardkubikfot gas. Efter det att Broder Tuck brunnnen hade pluggats igen och lämnats, flyttades borriggen Ensco 70 till prospektet Lille John. 11
Steg 4: Prospekterings- och sidobrunn på Lille John Borrningen av Lille John, borrprogrammets andra prospekt, påbörjades i början av september. I mitten av oktober gjordes ett oljefynd i ett sandstenslager från Miocenperioden. Initiala analyser av insamlad loggdata och borrprover bekräftade en söt, lätt olja med en relativ densitet (API gravity) på 34 35 grader till en proportion av gas:olja om cirka 350 standardkubikfot gas per fat olja och inget vatten. Det primära målet för Lille John-brunnen var en djupare liggande struktur från Kritaperioden och brunnens placering var därför inte optimal för att undersöka Miocenlagret. Brunnen sidoborrades därefter men påträffade ingen fungerande reservoar i Krita. Sidobrunnen möjliggjorde däremot en andra borrning genom sandstenslagret från Miocen cirka 180 meter från det oljebärande Miocenintervall som påträffades i den ursprungliga brunnen. Lagret visade sig även här vara oljebärande och av bättre reservoarkvalitet än i den ursprungliga brunnen. Båda borrningarna på Lille John hade som primärt mål att nå strukturen från Krita, och var därför placerade utanför den tydligt avbildade seismiska anomali som tolkats att innehålla en bättre utvecklad oljebärande sandsten. Oljan i Miocenlagret hade en mycket tydlig relativ densitet (API gravity) på 34 35 grader vilket är ovanligt lätt för ett djup av cirka 1 000 meter under havsytan i Nordsjön. Steg 5: Värdering av resultat och fortsatt arbete Efter de framgångsrika borrningarna och fynden inriktades PA Resources arbete på Broder Tuck på att i detalj utvärdera storleken på fältet och utbyggnadsalternativ. Detta skedde parallellt med fortsatt analys av brunnsdata och prover. PA Resources har också för avsikt att ytterligare processa seismiska data över Lille John och angränsande område under första halvåret 2012 för att ytterligare utvärdera både fyndet och den återstående prospekteringspotentialen. Miocen är en relativt outforskad reservoar i denna del av Nordsjön. Arbete pågår också med att definiera en förteckning över prospekt på detta grunda måldjup på cirka 1 000 meter. Det är troligt att en värderingsbrunn krävs på Lille John. PA Resources räknar med att i sinom tid minska den nuvarande höga ägarandelen på 64 procent för att minska både risken och investeringarna. Miljö och säkerhet i fokus Totalt antal arbetstimmar: 184 149 timmar eller 7 673 mandagar med i genomsnitt 72 personer ombord under borrkampanjen. Rapporterade incidenter: 0 miljöincidenter, 3 rapporterade skador, 0 incidenter med förlorad arbetstid som följd, 1 incident som krävde Första hjälpen. HSE*-revisioner: >100 revisioner utförda av PA Resources egen HSE-inspektör ombord. Transporter: 6 698 ton utrustning har flyttats 68 gånger med fartyg till och från riggen. Kemikalieanvändning: 238,8 ton kemikalier har släppts ut varav 96,3% av dessa är s k Gröna substanser som utgör liten eller ingen risk för miljön. Användning miljöfarliga ämnen: Endast 15,6 ton har använts av de totalt 221 ton PA Resources hade tillåtelse att använda. Inget släpptes ut i miljön. Avfall: 76,9 ton avfall transporterades från riggen för säker avfallshantering. *Health, Safety and Environment Framgångsfaktorer Ur ett prospekteringsperspektiv genomförde PA Resources ett noggrant och ihärdigt arbete och skapade egna underbyggda bedömningar av prospektiviteten på licensen. Bedömningarna användes för att bedöma sannolikheten för framgång i de olika identifierade målområdena vilket också var en anledning för PA Resources att behålla sin höga ägarandel. PA Resources målsättning var att genomföra en säker borrkampanj med minimal påverkan och utifrån högsta kvalitetsnivå. Målet var också transparens gällande de olika aktiviteterna gentemot både partners och Danska Energimyndigheten (DEA). Det fanns ett stort medvetande om bolagets ansvar men också av att visa för DEA att ett mindre oberoende oljebolag har förmågan att prestera på en hög nivå. Detta kräver en mycket stor noggrannhet, fokus på detaljer, ett professionellt team och en väl fungerande kommunikation. Under kampanjen engagerades också en oberoende brunnsgranskare för att ha uppsikt och överblick över pågående aktiviteter och beslut, vilket är ett krav i Storbritannien men inte i Danmark. PA Resources genomförde aktiviteter som syftade till att höja säkerheten vilket innebar att allt användande av kemikalier övervakades och begränsades. För vissa delar av brunnarna packades och returnerades borrbitarna för hantering på land för att ytterligare begränsa föroreningar till havs. 12/06 teamet från PA Resources UK Fiona Goodfellow Geoscience Project Leader Dave Mackertich Senior Geoscientist Mark Attree Exploration Manager Jon Lucas Geotechnical & HSE Manager William Tyrrell Geologist 12
Utbyggnad När ett fynd värderats och bedömts som lönsamt kan en plan för utbyggnad lämnas in. Därefter får de resurser som uppskattats som återvinningsbara klassificeras som reserver och licensens värde ökar. Utbyggnadsfasen kräver betydande investeringar och kassaflödet från producerande fält utgör en viktig bas. PA Resources målsättning är att bygga ut fler kommersiella fynd till produktion. Utbyggnaden av Azurite och Aseng slutfördes under 2011. Satellitfältet Didon North blev tyvärr en besvikelse då fältet inte kunde tas i produktion. Alen blir nästa fält som tas i produktion i slutet av 2013. Aktiviteter 2011 Ekvatorialguinea: Alenfältet skapar kostnadssynergier med Aseng Alenfältet i Guineabukten utanför Ekvatorialguinea är det andra fältet som byggts ut av de fyra fält som upptäcktes genom den framgångsrika borrkampanjen 2007 2008. Produktionstillskottet blir marginellt men Alenprojektet bidrar till att PA Resources operativa kostnader blir betydligt lägre då Alen utnyttjar Aseng för lagring. Alen kommer också förse närliggande fält med infrastruktur för att producera gasen. Utbyggnadsplanen för Alen godkändes av myndigheterna i januari 2011. PA Resources ägarandel är bara 0,29% då en mindre del av fältets ackumulation av kondensat och gas sträcker sig in i Block I och den större delen finns i det angränsande Block O. Utbyggnaden löper enligt plan och budget med en beräknad produktionsstart i slutet av 2013. Erfarenheter och teknologi från det tidigare framgångsrika utbyggnadsprojektet Aseng tillvaratas och utbyggnadstakten var hög under året. Alla betydande kontrakt har upphandlats, wellhead jacket är installerad och arbetet med att färdigställa plattformen pågår. Borrningen av undervattenssamt plattformsbrunnarna inleddes under fjärde kvartalet 2011 med hjälp av den halvt nedsänkbara borriggen Atwood Hunter respektive jack-up riggen Atwood Aurora. Under 2012 fortsätter arbetet med att färdigställa produktionsplattformen och brunnarna samt arbete med infrastrukturen under vatten. Alenplattformen har kapacitet för att producera upp till cirka 40 000 fat olja och kondensat per dag och återinjicera upp till 440 miljoner kubikfot gas per dag. Efter Alenfältet kommer fler av tidigare gjorda fynd utvärderas liksom återstående prospekteringspotential på licensen. Installation av Well Head Jacket på Alenfältets plattform Korta fakta om Alen: Gas/kondensatfält i Block I/Block O, Guineabukten Produktionsstart i slutet av 2013 Cirka 100 fat oljeekvivalenter/dag netto i produktion till PA Resources Produktion av kondensat med återinjektion av gas Använder Aseng FPSO för lagring och lastning av kondensat Infrastruktur för gasutbyggnad 0,29% ägarandel (efter fördelning Block I/Block O) Tunisien: Satellitfältet Didon North misslyckades I maj 2011 påbörjades borrningen av en produktionsbrunn på prospektet Didon North som var planerad som satellitfält till det producerande Didonfältet i Tunisien. När flödestester genomfördes visade det sig, trots god oljemättnad i reservoaren, att enbart små mängder av hydrokarboner kunde utvinnas. Detta berodde på förkastningar som inte gick att identifiera utifrån seismiska data. Flera försök genomfördes för att få brunnen att flöda men utan framgång varför beslut fattades att lämna brunnen. En fullständig analys pågår för att utvärdera möjligheten att utvinna oljan i reservoaren. Ytterligare identifierade prospekt som kan kopplas till Didonfältet utvärderas också.! Läs mer om utbyggnaden av Asengfältet på nästa uppslag verksamhet Utbyggnad 13
Produktion När ett fält tas i produktion är den stora investeringsfasen avklarad. Risken minskar normalt samtidigt som värdet på tillgången, som baseras på mängden reserver, ökar. PA Resources producerar olja på sex fält i Väst- och Nordafrika som bidrar till att finansiera bolagets fortsatta investeringar. Produktionen från Azuritefältet var under 2011 en besvikelse och resulterade i en halvering av fältets reserver. Bidraget från Tunisien var relativt stabilt. I november togs Asengfältet i Ekvatorialguinea i produktion och adderar ett frekvent kassaflöde från januari 2012. I genomsnitt producerade PA Resources 8 600 fat olja per dag under 2011 och vid årets slut 9 500 fat per dag. Produktionen under 2011 Republiken Kongo: Azuritefältet Azuritefältet i Republiken Kongo var under 2011 en besvikelse. Utbyggnaden och färdigställandet av de sista brunnarna pågick under årets första sex månader och i juni togs den sista planerade produktionsbrunnen i drift. När utbyggnaden slutförts producerade brunnarna fortfarande långt under prognostiserade nivåer. För PA Resources var fältet en besvikelse då varje producerande brunn är betydelsefull för bolaget. De lägre förväntade nivåerna berodde på en mindre utvecklad och samtidigt mer komplex reservoar, som inte kunde förutses. I samband med den årliga reservuppdateringen, i slutet av 2011, fick PA Resources därför reducera fältets bokförda 2P-reserver med 6 miljoner fat. Utbyggnaden av fältet har pågått kontinuerligt sedan den första brunnen togs i produktion 2009, jämfört med ett mer traditionellt utbyggnadsprojekt där flera brunnar borras och samtidigt tas i drift i samband med att produktionen inleds. PA Resources arbete var under 2011 inriktat på att integrera data från de senaste brunnarna i en reviderad produktionsmodell för fältet. Utifrån denna modell är bedömningen att fältets produktionsprofil kommer fortsätta följa nuvarande trend. Några ytterligare aktiviteter finns i nuläget inte planerade. Istället fokuserar både PA Resources och operatören på att identifiera möjliga satellitprospekt som går att koppla till Azuritefältets produk tionsanläggning. Tunisien: Relativt stabil produktion Didonfältet är PA Resources största producerande fält i Tunisien och kompletteras med tre mindre fält på land. Produktionsbidraget från Tunisien var under 2011 relativt stabilt. Verksamheten på produktionsanläggningarna påverkades i liten utsträckning av de politiska oroligheterna i Nordafrika och pågående demokratiseringsprocess i landet. Didonfältet producerade främst från två brunnar under året men periodvis även från en tredje brunn. På fältet pågår kontinuerliga Producerande fält licenser TUNISIEN 1 Didon O 2 Douleb O 3 Semmama O 4 Tamesmida O Republiken Kongo (Brazzaville) 5 Azurite P Ekvatorialguinea 6 Aseng P O=PA Resources operatör P=PA Resources partner mätningar och åtgärder för att optimera produktionen för att kompensera fältets naturliga nedgång. Med hjälp av en uppdaterad statisk modell över fältet görs en ny dynamisk 3D modell som underlag för att utvärdera möjligheten att borra ytterligare produktionsbrunnar. Precis som för Azuritefältet ligger fokus på att identifiera ytterligare prospekt på licensen som kostnadseffektivt kan byggas ut och kopplas till Didonfältets produktionsanläggning. Per 1 januari 2012 avyttrades de två mindre producerande fälten El Bibane och Ezzaouia vilka tillsammans producerade i genomsnitt 100 fat per dag. 5 6 2 3 4 1 Produktion under 2011 (Fat per dag) Produktion per region under 2011 Genomsnittligt försäljningspris per kvartal (USD per fat) Västafrika Nordafrika PA Resources försäljningspris Brent snittpris 12 000 10 000 140 120 106 117 113 109 8 000 6 000 4 000 100 80 60 77 71 79 78 78 72 85 82 97 109 106 104 2 000 40 0 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec 20 Q1 Q2 2010 2010 Q3 2010 Q4 2010 Q1 2011 Q2 2011 Q3 2011 Q4 2011 14 verksamhet Produktion
Säkerhetsceremoni för Aseng FPSO Ekvatorialguinea: Asengfältet adderar betydande kassaflöde I november 2011 började Asengfältet i Ekvatorialguinea producera olja. Fältet ger PA Resources cirka 3 000 fat olja per dag och beräknas redan under 2012 återbetala investeringen om cirka 500 MSEK efter skatt. Den förväntade produktionsplatån för fältet är relativt lång vilket gör att Aseng kommer addera betydande volymer och frekvent kassaflöde till PA Resources under flera år. Fältets bruttoproduktion låg under 2011 på drygt 50 000 fat olja per dag vilket gav PA Resources cirka 3 000 fat olja baserat på licensandel. Fyra av fem produktionsbrunnar och tre vatteninjektorbrunnar har tagits i drift. Nästa steg är att återinjicera gas i reservoaren med hjälp av två gasinjektorbrunnar. Den första oljetankern med olja från fältet lastades i början av december. Det flytande produktions-, lagrings- och avlastningsfartyget Aseng FPSO är designat för att kunna producera upp till 80 000 fat olja och kondensat per dag samt återinjicera upp till 170 miljoner kubikfot gas per dag. Fartyget ska också användas för lagring och lastning av kondensat från Alenfältet som är under utbyggnad. Infrastrukturen på Aseng kommer även fungera som nav för olja och kondensat för andra framtida utbyggnader av närliggande fyndigheter. Utbyggnadsprojektet slutfördes, under operatören Noble Energys ledning, mindre än 2,5 år efter att planen godkänts. Fältet togs i produktion sju månader före den ursprungliga tidsplanen och de totala investeringskostnaderna blev cirka 13 procent lägre än budget. Detta är ett framgångsprojekt ur flera perspektiv som beror på faktorer som: omfattande och noggranna tester och analyser av resultaten från värderingsbrunnarna i ett tidigt stadium noggrann planering av värderings- och utbyggnadsaktiviteter för att minska osäkerheten och optimera brunnarnas placering för en optimal återvinning av reservoaren en väl fungerande och integrerad såväl teknisk- som projektorganisation samt omfattande kostnadskontroll och planering fokus på säkerhetsfrågor under hela projektet Ytterligare viktiga lärdomar finns som tillsammans ska överföras till den pågående utbyggnaden av Alenfältet och för kommande utbyggnadsprojekt. Korta fakta om Aseng Oljefält i Guineabukten, på cirka 1 000 meters vattendjup Utbyggnadsplanen godkändes i juli 2009 Investeringskostnad cirka 10 USD/fat Cirka 3 000 fat netto/dag till PA Resources PA Resources har 5,7% ägarandel Operatör Noble Energy (38%) Övriga partners: Atlas Petroleum (27,55%), Glencore (23,75%) samt GEPetrol (5%) Fokus 2012 Fortsatta tester och mätningar för att optimera produktionen på både Didonfältet i Tunisien och Azuritefältet i Kongo samt analys av närliggande prospekt som på sikt kan byggas ut till befintliga produktionsanläggningar. Idrifttagande av den femte produktionsbrunnen på Asengfältet i Ekvatorialguinea.! Månatliga produktionsrapporter I början av 2011 beslutade PA Resources att istället för produktionsprognoser redovisa faktisk produktion per månad. verksamhet Produktion 15